- •Порядок проектирования мт
- •2. Выбор оптимальной трассы трубопровода
- •3. Нагрузки и воздействия на мт
- •4. Расчет на прочность, деформации и устойчивость.
- •5. Испытание и приемка
- •6. Особенности сооружения на болотах и ммг
- •Строительство на ммг
- •7. Диагностика мт
- •Диагностика линейной части газопровода.
- •8. Сооружение подводных мт
- •Подводные переходы нефтепроводов
- •Надземные трубопроводы
- •11. Аварии и их ликвидация
- •Ликвидация аварий на мн
- •Ликвидация аварий на мг
- •12. Ремонт основного оборудования станций и хранилищ
- •Ремонт оборудования станций
- •13 Выбор наивыгоднейшего способа тран-та нефтегруза.
- •15. Технологический расчет н/пров.
- •16. Увеличение пропускной способности нефтепровода.
- •17. Режим работы неф-да при изменении вязкости нефти, остановке нпс или насосов, сбросах и подкачках нефти.
- •18. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •19. Эксплуатация мн при недогрузке.
- •20.Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •20. Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •21.Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепр-ов.
- •22. Мероприятия по уменьшению кол-ва смеси при последов. Перекачке:
- •23.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •24. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.
- •27. Особые режимы работы горячих н/пров.
- •28. Состав объектов мг.
- •29. Технологический расчет газопроводов.
- •29. Температурный режим мг.
- •30. Гидравлический расчет сложных газопроводов.
- •30. Гидравлический расчет сложных тр/пр
- •31. Увеличение произ-ти мг
- •32. Режим работы газопровода при отключении кс или гпа.
- •34. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов
- •34. Диагностика линейной части газопровода.
- •35. Транспорт охлажденного газа.
- •36. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •40. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •41. Насосные станции нефтебаз.
- •42. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •43. Технологическая схема кс
- •44. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •44.Подбор основного и вспомогательного оборудования кс
- •Установка очистки газа
- •Установка охлаждения газа
- •45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •47. Диагностика гпа
- •47. Диагностика технического состояния гпа
- •48. Газораспределительные системы
- •49 Технологические схемы и оборудование грс и грп
- •50.Хранение природного газа
- •51.Сжиженные углеводородные газы
- •52. Хранение суг
- •52. Хранение суг
- •53. Технологические процессы и оборудование гнс
- •57. Автомобильные перевозки нефтепродуктов.
- •58. Резервуары нефтебаз
- •59. Эксплуатация резервуаров.
- •60. Потери нефти и нефтепродуктов.
- •63. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •64. Системы сбора продукции нефтяных скважин
- •65. Гидравлический расчет промысловых трубопроводов.
- •66. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •67. Оборудование установок подготовки нефти.
- •68. Дожимные насосные компрессорные станции.
- •69. Расчет промысловых газосборных сетей.
- •70. Гидраты и борьба с ними.
- •71. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
Надземные трубопроводы
Надземная схема прокладки составляет лишь незначительную долю в общем объёме трубопроводного строительства.
Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия: овраги, реки, имеющие неустойчивое русло; реки с крутыми берегами; каналы и т.д.
В трубопроводном строительстве применяются следующие основные конструктивные схемы надземных трубопроводов:
балочные схемы, не содержащие специальных устройств для компенсации продольных удлинений трубы;
балочные схемы, включающие различные конструктивные элементы, позволяющие компенсировать удлинения труб при изменении их температуры и внутреннего давления;
подвесные схемы – трубопровод подвешивается к специальным несущим канатам, закрепляемым на высоких опорах;
арочная схема – трубопровод сооружается по схеме неразрезной арки;
схема самонесущего трубопровода – трубопровод подвешивается к опорным устройствам и материал труб воспринимает нагрузку от веса трубопровода и транспортируемого продукта.
Технологическая схема строительства трубопроводов балочного типа на болотах включает следующие элементы работ:
устраивают опоры под трубопровод и компенсаторы;
монтируют трубопровод вдоль свайных опор;
укладывают трубопровод на опоры участками или сразу на полную длину;
замыкают монтажные стыки при температуре, указанной в проекте.
Надземный трубопровод на участках большой протяженности может быть уложен или в виде упругоискривленной кривой (рис. 6.4) или в виде зигзагообразной схемы (рис. 6.5).
Порядок выполнения работ при строительстве упругоискривленного трубопровода следующий:
1. На проектном расстоянии устанавливают шарнирные опоры, между которыми располагают скользящие опоры.
2. Плети длиной 5001000 м укладывают рядом с опорами.
3. трубопровод поднимают и укладывают на опоры трубоукладчиками.
4. Сначала закрепляют конец трубопровода в точке 0, затем трубопровод устанавливают в проектное положение на первом пролёте и временно закрепляют с помощью приспособлений на скользящих опорах 1, 2, 3 и 4.
5. Трубопровод закрепляют на шарнирной опоре 5 и освобождают от закрепления на опорах 1, 2, 3 и 4.
Аналогичным образом производится укладка трубопровода на других участках.
Рис. 6.5. Зигзагообразный балочный переход
Компенсация искривлений в упругоискривленном трубопроводе достигается за счёт изменения начального положения трубопровода, уложенного в виде синусоиды на опорах. Шарнирные опоры не дают трубам перемещаться как в продольном, так и в поперечном направлениях, чем и достигается эффект компенсации.
Компенсация удлинений осуществляется за счёт изменения положения в плане начального положения трубопровода I. Если участок удлиняется, то трубопровод займет положение II, если укоротится – положение III. При этом трубопровод будет перемещаться по подвижным опорам 17 и поворачиваться на шарнирных опорах НО, которые не дают трубе передвигаться в продольном направлении.
Изменение длины участка L на любой из рассмотренных схем от t и Р можно определить по формуле:
, (6.47)
при t 0 – знак «+», при t 0 – знак «-».
Чтобы определить напряженное состояние многопролетного надземного трубопровода, достаточно выяснить напряженное состояние одного пролёта, ибо все пролёты находятся в одинаковых статических условиях. Напряженное состояние труб изменяется от начального, возникающего в незаполненном трубопроводе в период монтажа, до эксплутационного.
В начальный момент, когда трубопровод смонтирован и не заполнен продуктом, его температура равна t0, а интенсивность вертикальной распределенной нагрузки q0 соответствует весу единицы длины пустого изолированного трубопровода.
В период эксплуатации трубопровод заполнен продуктом и на него могут действовать снеговая и ледовая нагрузки и тогда интенсивность вертикальной распределенной нагрузки будет равна:
, (6.48)
где q0 – вес 1 м трубы, qп – вес продукта, приходящийся на 1 м трубы; qдоп – нагрузка от снега и льда на 1 м длины трубопровода.
Для начального состояния трубопровода изгибающие моменты в опорных сечениях и прогиб в сечении х = l/2:
; (6.49)
При эксплуатации изгибающие моменты в опорных сечениях:
, (6.50)
где Р – осевое продольное усилие, возникающее от действия давления и температуры; fд – действительный прогиб трубопровода от действия всех нагрузок.
Суммарные напряжения в трубопроводе при его эксплуатации определяются по формуле:
, (6.51)
где F – площадь поперечного сечения металла трубы.
Полученное значение сравнивают с допускаемым значением напряжения в соответствии со СНиП 2.05.06-85:
, (6.52)
где – коэффициент двухосного напряженного состояния;
, (6.53)
– второе расчётное сопротивление
, (6.54)
m – коэффициент условия работы трубопровода; k2 , kн – соответственно, коэффициенты надежности по материалу трубы и по назначению трубопровода, принимаемые в соответствии со СНиП 2.05.06-85.
При известной полной расчетной нагрузке qэ из условия недопустимости пластических деформаций определяется допускаемая длина l одного пролёта многопролетного балочного перехода:
. (6.55)
10. ППР
Система ППР – это совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту оборудования трубопроводов по заранее составленному плану. Сис-ма ППр- осн. метод т/э управ-я обсл-им т\пров-х сис-м. Она способствует:
Увел-ю долгов-ти при номин.раб. парам-х.
Предупр-ю аварий,повыш-ю культуры экспл-ции и уровня орг-ции ремонта
Виды ППР
1. Технический осмотр – пров-ся в межрем-ый период для выявл-ия мелких неиспр-ей оборуд-ия. (осмотр запорной арматуры, охранной зоны, работы ЭХЗ, планирование сроков ТР, СР, КР)
2, Текущий ремонт. Это минимальный по объему предупредительный ремонт по систематическому и своевременному предохранению от разного рода отказов. относ-ся след-ие виды работ: ликвид-ия мелких поврежд-ий земл-го покрова над трубой;мелкая ревизия и ремонт зап.арматуры,лин. соор-ий и антикорроз-го покр-ия; подгот-ка т/провода к работе в осеннее-зимний и летнее- весенний периоды; работы по профеллир-ию авар-го запаса труб.
3. Средний ремонт-промеж-й вид предупр-го рем-та для слож.обор-ия(ГПА и НСА). Ср-ий рем-т отл-ся от тек-го большим объемом работ, в кот-й входит частичная разраб-ка рем-о оборуд-ия. кап. рем-т отд-х узлов. Период-ть провед-ия сред.рем-та не менее одного раза в год (8100 часов).
Капитальный ремонт – самый большой по объему комплекс ремонтных работ, который проводится при достижении предельной величины износа оборудования.